мінімально допустимих. Для U ном=110 кВ - 70 мм 2.
. 2 Визначення втрат електроенергії
Для енергосистеми складається з декількох споживачів з різним часом використання максимуму Т м, то визначають час за формулою, год,
Визначимо втрати електроенергії в обох варіантах. Для цього необхідно буде обчислення часу максимальних втрат?, Ч,
.
де Тм - час використання максимуму навантажень, год;
Тгод - число годин у році, рівне +8760.
Варіант А.
Втрати електроенергії в лінії/5 /,
, (3.2)
де? AW - втрати електроенергії в лінії, МВт? год;
? Ркор - втрати потужності на корону, кВт не враховуємо при U=110 кВ;
? Рм - навантажувальні втрати потужності, МВт.
, (3.3)
Розрахунок втрат елетроенергіі в лінії ТЕЦ-електроспоживачів raquo ;, МВт? год,
.
Розрахунок втрат електроенергії в лінії електроспоживачів - Вузлова підстанція raquo ;, МВт? год,
.
Втрати в трансформаторах
де? Рк - втрати потужності короткого замикання, кВт,/розділ 3.1 /;
? Рх - втрати потужності холостого ходу, кВт,/розділ 3.1 /.
Сумарні втрати, МВт? год,
.
Варіант Б:
Втрати електроенергії в лініях без урахування втрат на корону тому U=110 кВ.
Розрахунок втрат в лінії ведемо ТЕЦ-електроспоживачів raquo ;, МВт? год,
.
Розрахунок втрат в лінії електроспоживачів - Вузлова підстанція raquo ;, МВт? год,
.
Розрахунок втрат в лінії ТЕЦ-Вузлова підстанція raquo ;, МВт? год,
.
Втрати в трансформаторах, МВт? год,
де? Рк - втрати потужності короткого замикання, кВт.
? Рх - втрати потужності холостого ходу, кВт.
Сумарні втрати електроенергії, МВт? год,
.3 Техніко-економічне обгрунтування вибору варіанта будівництва підстанції і лінії
В якості критерію вибору варіанта технічного рішення приймаємо варіант з мінімальними обгрунтованими витратами/6 /,
, (3.4)
де Зобосн - сумарні витрати, тис.руб.;
Ен - норма дисконту,, приймається на 2005 рік 0,15;
До?- Сумарні капітальні вкладення, тис.руб.;
І?- Сумарні річні витрати, тис.руб.;
У - народногосподарський збиток від недоотпуска електроенергії, оскільки споживач має двостороннє живлення, то розрахунок збитку недоцільний, тис.руб.
ипот - вартість втраченої електроенергії, тис.руб./рік.
(3.5)
де?- Вартість втраченої електроенергії, рівна 27,75 коп/кВт? Ч.
Для визначення сумарних капітальних вкладень необхідно попередньо на проектованої підстанції вибрати схеми головних з'єднань на всіх сторонах і високовольтні вимикачі без урахування струмів короткого замикання.
Сторону НН в обох варіантах в силу її однотипності з розрахунків виключаємо. Головні схеми з'єднань вибираємо в соответствіі с/7 /, а високовольтні вимикачі по/7 /.
Варіант а) на стороні ВН вибираємо схему Одна робоча система шин з обхідний з поєднаним секційним і обхідним вимикачем .
Варіант б) на стороні ВН має наступне число приєднань: 2 - лінії, які живлять ПС; 2 - трансформатора. З урахуванням цього приймаємо головну схему з'єднань на стороні ВН - Місток з вимикачем в ланцюзі трансформатора .
Вимикачі на підстанції також як і трансформатори є дорогим обладнанням, і їх кількість і вартість можуть вплинути на вибір варіанта енергопостачання. Для техніко-економічного обґрунтування досить вибрати вимикачі по двом умовам: напрузі і номінальному току, а більш докладні розрахунки наведемо в наступних пунктах.
Приймемо для варіанту а) вимикачі на стороні 110 кВ ВВБК - 110Б (В -вимикачі, В - повітряний, Б - баковий, К - камерний. Для варіанту б) також приймемо вимикачі ВВБК - 110Б. Кількість вимикачів прийнято за креслення 1.
Сумарні капіталовкладення на спорудження проектованих ПС і ЛЕП варіантів енергопостачання визначитися за наступною формулою/6 /:
, (3.6)
де - капіталовкладення в озброєння ЛЕП;
- сумарні капіталовкладення в озброєння ПС.
Капіталовкладень на спорудження ЛЕП визначаються за такою формулою:
, (3.7)
де К i ЛЕП - питома вартість 1 км ЛЕП відповідної напруги, тис руб./км;
l i - довжина лінії, км.
Визначаємо капітальні вкладення у спорудження підстанції, тис.руб.,
, (3.8)
...
